油浸式配电变压器（共9篇）
油浸式配电变压器 篇1
油浸式配电变压器在配电网运行中占有绝对主导地位,其过载运行会造成热点温度激增、机械特性劣化、绝缘老化,严重时甚至导致变压器烧毁,造成巨大经济损失。研究油浸式配电变压器的过载能力,对于其安全、可靠运行具有重大意义。
近年来,由于过载问题导致的配电变压器事故频发。2012年,河南周口电网在除夕当晚由于“返乡潮”造成的负荷激增导致3 461个台区过负荷,过载台区占总台区的比例高达20%,当晚百余台变压器烧毁;浙江衢州地区2016年春节期间变压器负荷大幅上升,除夕当晚负荷过高导致3台配电变压器烧毁;河南淮阳县2012年春节用电量达到平时十倍,导致几十台变压器烧毁。
国内外学者对于变压器过载能力的研究主要集中在以下方面:对不同热点温度计算模型的对比和改进[[2][5]、对变压器过载能力的监测和评估[8][6]、提高变压器过载能力的措施等[[11]]。2008年,我国推出《油浸式电力变压器负载导则》,其中包含变压器热点温度计算模型以及过载运行限值,为电网中变压器的运行提出了规范,该标准等同于IEC 60076—7:2005。目前,有关配电变压器过载能力的确切限值和其影响因素仍有待进一步研究。
油浸式配电变压器的热点温度是衡量其过载能力和绝缘寿命的最重要因素[12—14],本文基于国标GB/T 1094.7—2008,对不同负载类型下的变压器过载运行情况进行计算,从容许过载倍数和容许过载时间角度给出理论指导,在此基础上对油浸式配电变压器过载能力的影响因素进行了讨论,以上结论对变压器实际运行具有重要指导意义。
1 基于GB/T 1094.7—2008的油浸式配电变压器过载能力计算模型
1.1 油浸式配电变压器负载类型
国家标准GB/T 1094.7—2008中,根据负载的大小和持续时间等特点将油浸式配电变压器负载划分为正常周期性负载、长期急救负载、短期急救负载三类。
正常周期性负载在一定时间段内可与额定负载的运行情况等效,因此对油浸式变压器运行无影响。在正常周期性负载情况下,无需评估其过载能力。
长期急救负载指特殊情况所导致的变压器长时间过负荷运行,持续时间长,对变压器运行性能影响严重。由于长期急救负载的持续时间由某台变压器停运开始,到其余变压器过载运行导致的热点温度升高至稳态为止,因此针对该负载类型,仅从容许过载倍数角度评估油浸式变压器过载能力。
短期急救负载指特殊情况所导致的变压器短时间过负荷运行,该类负载由暂时性故障导致,持续时间短,但易造成热点温度激增,对变压器运行性能影响严重。针对短期急救负载类型,从容许过载倍数和容许过载时间两方面评估油浸式变压器过载能力。
表1为国标GB/T 1094.7—2008规定的油浸式配电变压器三种负载类型对应的过载限值。
1.2 GB/T 1094.7—2008中的热点温度计算模型及寿命损失模型
热点温度是评估油浸式配电变压器过载能力的最主要依据[13]。GB/T 1094.7—2008中提出了指数方程法和微分方程法用于计算热点温度,其中指数方程解法适用于可等效成阶跃函数变化形式的负载,微分方程解法用于以任意趋势变化的负载。实际中多采用简洁明了的指数方程法。
热点温度可由环境温度、顶层油温升、热点对顶层油温度差三者相加得到。当负载上升时,热点温度由式(1)得到:
负载下降时,热点温度可由式(2)得到:
式(1)和式(2)中:θh(t)为热点温度,θa为环境温度,Δθoi为初始状态顶层油温升,Hgi为初始状态热点对顶层油温度差,Δθor为总损耗下顶层油温升,Hgr为额定电流下热点对顶层油温度差,R为负载损耗/空载损耗,K为负载系数,x为顶层油指数,y为绕组指数,f1(t)为反映顶层油温升上升量的时间函数,f2(t)为反映热点对顶层油温度差变化的时间函数,f3(t)为反映顶层油温升降低量的时间函数,分别由式(3)~式(5)计算。
实际中,上述模型的各参数多使用推荐值。表2所示为采用ONAN冷却方式的油浸式配电变压器热特性参数推荐值。
同时,影响油浸式配电变压器寿命损失的最主要因素也是热点温度。国家标准中给出的变压器绝缘损失计算模型为
式(6)中:热点温度取值范围为80~140℃。根据式(6),可得到油浸式配电变压器的寿命损失计算公式为:
式(6)和式(7)中:L为寿命损失,V为相对老化率,Vn为第n个时间间隔的相对老化率,tn为第n个时间间隔的时间,N为该时段所包含的时间间隔数。
2 油浸式配电变压器过载能力评估
2.1 长期急救负载下油浸式配电变压器过载能力评估
由式(1)~式(5)的热点温度计算模型可知,当变压器运行时间t足够长时,f1(t)、f2(t)值可取1,f3(t)值可取0。取环境温度为20℃,热特性参数取值参照表2,得到过载倍数上升时,长期急救负载下变压器热点温度计算公式为
式(8)为长期急救负载下的油浸式配电变压器热点温度计算式,其自变量仅为过载倍数,利用式(8)可根据标准规定的热点温度限值确定变压器容许过载倍数。
图1所示为基于式(8)计算得到的长期急救负载下变压器热点温度随过载倍数的变化趋势,不同过载倍数下变压器温升及寿命损失如表3所示。由图1和表3可看出,随过载倍数增大,长期急救负载下的油浸式配电变压器热点温度上升,老化速度急剧加快。当长期持续1.1倍过载时,变压器热点温度为109.363℃,实际寿命缩短为设计寿命的26.91%;长期持续1.2倍过载时,变压器热点温度为121.405℃,实际寿命缩短为设计寿命的6.69%;长期持续1.3倍过载时,变压器热点温度为134.099℃,实际寿命缩短为设计寿命的2%;长期持续1.34倍过载时,变压器热点温度为140℃,实际寿命缩短为设计寿命的0.78%。
当然,在实际中变压器长期过载时间很难持续超过30 d,故引起的变压器寿命损失较计算值小。从热点温度限值考虑,标准中规定长期急救负载下油浸式配电变压器的热点温度不超过140℃,因而变压器长期急救负载过载倍数不能超过1.34倍。
2.2短期急救负载下油浸式配电变压器过载能力评估
由式(1)~式(5)的热点温度计算模型,取环境温度为20℃,热特性参数取值参照表2,短期急救负载下变压器热点温度计算公式为
由式(9)可得出,短期急救负载下的油浸式配电变压器热点温度由过载倍数和过载时间两个因素决定,可根据标准规定的热点温度限值确定变压器容许过载倍数和容许过载时间。
标准中未给出短期急救负载的热点温度限值,仅给出电流限值为2.0 pu,因此考虑2倍过载时变压器的热点温度。图2为短期急救负载下不同过载倍数时热点温度随过载时间变化趋势,表4为不同过载倍数时变压器的温升,表5为短期急救负载下不同过载率运行30 min所造成的寿命损失。由图2可看出,随着过载倍数增大和过载时间加长,短期急救负载下,油浸式配电变压器热点温度随着过载时间的增加,短期内迅速增加,随着过载时间进一步增大,温升基本维持恒定。
由表4和表5可看出,过载倍数增大,热点温度上升,热点对顶层油温度梯度上升,顶层油温升增大。过载倍数为1.4时,长期过载热点温度稳态值为147℃,运行时间为30 min时热点温度不足125℃,寿命损失为3.24 h;过载倍数大于1.4时,热点温度上升达到稳态值的时间大于30 min,稳态值高于160℃,但在30 min内热点温度均未达到稳态温度。过载倍数为2.0倍时,运行30 min寿命损失为166.47 h,绝缘老化速度大大加快。
参照IEEC 57.91—1995标准中配电变压器在短期急救负载下的热点温度限值(160℃),计算不同过载倍数下变压器持续安全运行的时间,即热点温度上升至越限的时间,结果如表6所示。由图2和表6可看出,当短期急救负载过载倍数不超过1.4倍时,油浸式配电变压器热点温度稳态值不会越限;当过载倍数处于1.5~2倍之间时,虽然热点温度稳态值高于160℃,但热点温度达到限值的时间远远大于30 min,因此认为油浸式配电变压器可以安全运行。
综上所述,由于标准所规定的短期急救负载持续时间小于30 min,因此在短期急救负载下,过载倍数小于或等于2倍时油浸式配电变压器均可安全运行。
3 油浸式配电变压器过载能力影响因素
3.1 环境温度
不同环境温度下油浸式配电变压器的过载能力不同。由国标GB/T 1094.7—2008中的热点温度计算模型可知,配电变压器的热点温度与环境温度有关,相同的过载倍数下,环境温度越高,配电变压器所达到的热点温度就越高,过载能力降低。现从长期急救负载和短期急救负载两方面分别探究环境温度对油浸式配电变压器过载能力的影响。
3.1.1 长期急救负载下环境温度对过载能力的影响
图3和表7给出了长期急救负载下油浸式变压器容许过载倍数随环境温度的变化趋势。由图3和表7可看出,随着环境温度上升,油浸式配电变压器在长期急救负载下的过载能力下降。当环境温度由20℃上升至45℃时,对应容许过载倍数由1.34倍降至1.15倍,即在此区间内环境温度上升25℃,对应容许过载倍数下降比例约14.15%,随着环境温度的上升,容许过载倍数近似匀速下降。
3.1.2 短期急救负载下环境温度对过载能力的影响
短期急救负载下的油浸式配电变压器过载能力应从容许过载倍数和容许过载时间两方面进行评估。因此,分别考虑一定过载倍数下环境温度对配电变压器容许过载时间的影响及一定过载时间下环境温度对配电变压器容许过载倍数的影响。
由表6可知,环境温度为20℃时油浸式配电变压器1.8倍过载下容许过载时间为80.705 min。短期急救负载下,过载倍数1.8倍时容许过载时间随环境温度变化的趋势如图4和表8所示。由图4和表8可看出,环境温度由20℃上升至40℃时,容许过载时间由80.7 min降低至22.2 min,即在此区间内环境温度上升20℃,随着环境温度的上升,容许过载时间下降趋势逐渐变慢。
由表6可知,环境温度20℃、配电变压器容许过载倍数为2.0倍时容许过载时间为33.274min。短期急救负载下,容许过载时间为33.274min时,容许过载倍数随环境温度变化的趋势如图5和表9所示。由图5和表9可看出,当环境温度由20℃上升至45℃时,对应容许过载倍数由2.0倍下降至1.64倍,即在此区间内环境温度上升25℃,容许过载倍数下降比例约18.0%。随着环境温度的上升,容许过载倍数近似匀速下降。
综上所述,短期急救负载下,过载倍数一定时,环境温度上升,容许过载时间减小;容许过载时间一定时,环境温度上升,容许过载倍数下降。短期急救负载下,当环境温度上升20℃时,容许过载时间下降比例约72.49%,下降速度逐渐变缓;容许过载倍数下降比例约14.0%,近似匀速下降。可见环境温度的改变对配电变压器容许过载时间的影响远远大于对容许过载倍数的影响。
3.2 配电变压器绝缘散热
绝缘散热能力强的变压器,温度上升相对缓慢。散热能力越强,温升越缓,则配电变压器过载能力越强。
油浸式配电变压器一般采用ONAN散热方式,该种冷却方式适合31 500 k V·A以下容量和35 k V以下电压等级的油浸式变压器。针对ONAN散热方式的油浸式配电变压器,可采取如下三个措施提高其散热能力[15]。
(1)改造油循环自冷结构,尽量降低油流短路造成局部高温死区的可能性,可采取的措施如增大油管路直径、在散热片处加装风扇等。
(2)加大散热器的安装高度,热油经过散热冷却后下落过程加长,从而有更长的时间冷却。
(3)实时监测绕组的温升,从根本上控制配电变压器内部温度,整体散热效果将大幅度增强。
3.3 其他因素
除环境温度、配电变压器绝缘散热能力外,最大负荷持续时间、起始负荷率也会影响油浸式配电变压器过载能力。其中最大负荷持续时间越长,变压器绕组损耗越大,当冷却系统无法及时将热量散出时,变压器内部温升将急剧升高,从而导致过载能力降低。因而当其他因素一定时,最大负荷持续时间越长,变压器过载能力越弱[7]。同时,当环境温度、配电变压器散热能力和最大负荷持续时间一定时,起始负荷率越高,变压器过载能力越弱[16]。实际运行中可从负荷调度角度进行调节,以达到增强变压器过载力的目的。
4 结论
油浸式配电变压器过载运行会对其造成极大危害,导致变压器绝缘老化、寿命降低,用电安全、稳定受到威胁,影响用户正常的生产和生活。
本文采用国标GB/T 1094.7—2008对不同负载类型下的变压器过载运行情况进行理论计算,研究表明:长期急救负载下1.3倍过载时,热点温度达到134.099℃,实际寿命不足理想寿命的2%,由于热点温度限值为140℃,故过载倍数不能超过1.34倍。短期急救负载下,过载倍数为1.4时,热点温度稳态值为147℃;过载倍数大于1.4时,热点温度上升达到稳态值的时间均大于30 min,而30 min内热点温度值均未达到规定的限值160℃,故过载倍数小于或等于2倍时油浸式配电变压器均可安全运行。在此基础上对油浸式变压器过载能力的影响因素进行了讨论,结论显示:环境温度的上升、散热能力的下降、最大负荷持续时间的增长和起始负荷率的增高会导致油浸式配电变压器过载能力下降。长期急救负载下,环境温度上升20℃,油浸式配电变压器容许过载倍数下降约11.17%;短期急救负载下,环境温度上升20℃,容许过载时间下降约72.48%,容许过载倍数下降约14.0%,可见短期急救负载下环境温度改变对配电变压器容许过载时间的影响远远大于对容许过载倍数的影响;无论是长期急救负载还是短期急救负载,环境温度对容许过载倍数的影响基本相当。以上分析可为电网中油浸式配电变压器的安全运行提供指导。
摘要：油浸式配电变压器过载运行时热点温度急剧上升,造成其机械特性劣化、绝缘老化、寿命缩短。基于GB/T 1094.7—2008标准中热点温度计算模型对不同负载类型下配电变压器过载能力进行了评估,从容许过载倍数和容许过载时间角度进行理论分析;并在此基础上对油浸式配电变压器过载能力的影响因素进行了讨论,为电网中油浸式配电变压器的安全运行提供了指导。
关键词：油浸式配电变压器,热点温度,容许过载时间,容许过载倍数,环境温度
油浸式配电变压器 篇2
封装形式不同，干式变压器能直接看到铁芯和线圈，而油式变压器只能看到变压器的外壳；
2、引线形式不同
干式变压器大多使用硅橡胶套管，而油式变压器大部分使用
瓷套管；
3、容量及电压不同
干式变压器一般适用于配电用，容量大都在1600KVA以下，电压在10KV以下，也有个别做到35KV电压等级的；而油式变
压器却可以从小到大做到全部容量，电压等级也做到了所有
电压；我国正在建设的特高压1000KV试验线路，采用的一定
是油式变压器。
4、绝缘和散热不一样
干式变压器一般用树脂绝缘，靠自然风冷，大容量靠风机冷
却，而油式变压器靠绝缘油进行绝缘，靠绝缘油在变压器内
部的循环将线圈产生的热带到变压器的散热器（片）上进行
散热。
5、适用场所
干式变压器大多应用在需要“防火、防爆”的场所，一般大
型建筑、高层建筑上易采用；而油式变压器由于“出事”后
可能有油喷出或泄漏，造成火灾，大多应用在室外，且有场
地挖设“事故油池”的场所。
6、对负荷的承受能力不同
一般干式变压器应在额定容量下运行，而油式变压器过载能
力比较好。
7、造价不一样
对同容量变压器来说，干式变压器的采购价格比油式变压器
价格要高许多。
干式变压器型号一般开头为SC（环氧树脂浇注包封式）、SCR（非环氧树脂浇注固体绝缘包封式）、SG（敞开式）
干式变压器与油浸式变压器的区别
“当然相同的是都是电力变压器，都会有作磁路的铁芯，作电路的绕组。而最大的区别是在“油式”与“干式”。也
就是说两者的冷却介质不同，前者是以变压器油（当然还有
其它油如β油）作为冷却及绝缘介质，后者是以空气或其它
气体如SF6等作为冷却介质。油变是把由铁芯及绕组组成的器身置于一个盛满变压器油的油箱中。干变常把铁芯和绕组
用环氧树脂浇注包封起来，也有一种现在用得多的是非包封
式的，绕组用特殊的绝缘纸再浸渍专用绝缘漆等，起到防止
绕组或铁芯受潮。（又因为两者因工艺、用途、结构方面的分类方法不同派生出不同的类别，所以我们从狭义的角度来
说）
就产量和用量来说，目前干变电压等级只作到35kV,容量相
对油变来说要小，约作到2500kVA.又由于干变制造工艺相对
同电压等级同容量的油变来说要复杂，成本也高。所以目前
从用量来说还是油变多。但因干变的环保性，阻燃、抗冲击
等等优点，而常用于室内等高要求的供配电场所，如宾馆、办公楼、高层建筑等等。如果你只是变压器用户，了解这些
应该够了”
各有各的优缺点，油变造价低、维护方便，但是可燃、可爆
。干变由于具有良好的防火性，可安装在负荷中心区，以减
少电压损失和电能损耗。但干变价格高，体积大，防潮防尘
性差，而且噪音大。
油变琢渐退出,用干变,干变可以拆开运输放便,清洁,易维护,按装不需机座,没有渗油池.等优点
从外表上是比较好区分的；
油浸式变压器与干式变压器的最大区别就是有没有“油”，而由于油是液体，具有流动性，油浸式变压器就一定是有外
壳的，外壳内部是变压器油，油中浸泡着变压器的线圈，从
外面是看不到变压器的线圈的；而干式变压器没有油，就不
用外壳了，能直接看到变压器的线圈；还有一个特性就是油
浸式变压器上面有油枕，内部存放着变压器油，但现在新式
油浸变压器也有不带油枕的变压器生产；
油浸式变压器为了散热方便，也就是为了内部绝缘油的流动
散热方便，在外部设计了散热器，就象散热片一样，而干式
变压器却没有这个散热器，散热靠变压器线圈下面的风机，该风机有点象家用空调的室内机；
油浸式变压器由于防火的需要，一般安装在单独的变压器室
内或室外，而干式变压器肯定安装在室内，一般情况下安装
油浸式配电变压器 篇3
摘要：目前在电力行业中，油浸式变压器得到了较为广泛的应用，但是在实际运行中，由于各种主客观因素的影响比如变压器的制造质量、调试安装以及运行环境劣化等因素，容易导致变压器出现高低温过热以及放电的故障，引起变压器氢气超标。本文结合自己的实际工作经验在相关数据对油浸式变压器氢气超标原因分析及处理措施进行深入研究分析，对处理变压器氢气超标故障有一定的实际意义，以供同仁参考。
关键词：油浸式变压器；氢气超标；原因分析；处理措施
在实际工作中为了有效保证电力系统的安全运行，降低变压器发生故障的频率，积极开展对变压器潜伏性故障的早期预报以及准确判定故障程度是非常重要的。一般的油浸式变压器在长期运行后会产生局部过热、以及放电，这样一来其中的变压器油以及绝缘材料就有可能被分解成含有CH4、C2H2等烃类气体，而这些气体的出现会导致变压器油中氢气含量超标，而一旦发生氢含量超标，必然会加速变压器绝缘油的老化速度，大大的降低绝缘材料的使用寿命，严重影响变压器的散热以及冷却效果，这样会引起绝缘破坏，造成安全事故。因此要对设备进行定期的检查，要能够及早的发现设备是否出现局部放电的情况。
一、氢气超标对变压器的危害
氢气中湿度大、水分大，使气体密度增大，增加了发电机通风损耗，降低了发电机的运行效率。在实际工作中氢气含量超标会严重影响变压器的正常运行，易造成变压器出现短路的 事故。因为当空气含量中氢气含量越大，水分就会越大，这样大大的降低了气体的介电强度使电子绕组受潮，降低绝缘电阻，这样就会降低变压器绝缘表面放电的电压数值，出现变压器闪络以及绝缘击穿的事故。
氢气含量超标易还会造成变压器发电机的转子护环产生应力腐蚀。变压器的氢气会对变压器接触的金属表面产生强力的腐蚀，从而使护环产生裂纹，导致变压器绝缘瓦发生松动，绝缘瓦同护环端部转子线圈摩擦，引起转子线圈接地或短路。总之，变压器氢气超标会大大的影响变压器的运行效率。
二、氢气超标原因分析
1、绝缘材料发生热分解
变压器在投入使用后，由于各种因素的影响它的特征气体的含量会有一定的变化。一般情况下，在电场以及热作用下，油中水分绝缘材料发生热分解使得变压器的整体气体含量发生相应的变化。在实际工作中，一旦出现特征气体含量超过规定要求，即H2的含量高于150μL/L、总烃含量远远的高于150μL/L以及C2H2的含量又超出5μL/L，要格外的注意，此时的数据就表明H2含量已经远远超标大于相关标准的含量要求。在实际工作中，氢气在油浸式变压器中的含量要符合《电力设备预防性试验规程》以及《变压器油中溶解气体分析和判断导则》中的有关规定。
2、变压器高压套管盒内绝缘件受潮
变压器高压套管盒内绝缘件受潮可能有多种原因。主要有工作人员在补氢气时不小心带入了水分、氢冷器以及定冷水系统发生漏水而进入变压器发电机、发电机内密封瓦处发生窜油从而带入水蒸气、补充不合格的氢气以及氢气干燥器的异常的使用。一旦发生变压器的设备内部进水受潮以及固体绝缘中渗入水分，这样在电场的共同的作用下就会产生超标的氢气。此外，绝缘材料含有的气泡在高电压强电场作用下能引起 电晕而发生局部放电，从而产生H2；另外，在高电场强度作用下，水和铁的化学反应也能产生大量的H2，使H2在总烃含量中所占比重大。主绝缘受潮后，不但电导损耗增大，同时还会产生夹层极化，因而介质损耗大大增加。
3、变压器油出现电裂解
变压器油在变压器运行过程中，有时会发生短路或内部放电的故障，这样就会引起变压器油箱内的变压器油发生电裂解的化学反应，一般的变压器设备产气的故障可以分为过热以及放电两种：过热主要是指低温过热、中温过热以及高温过热；放电主要是指高能量放电，又称电弧放电，而此时的特征气体是乙炔和氢，低能量放电是一种间歇性放电故障，特征气体是乙炔和氢，总烃一般不高。此外局部放电是指液体和固体绝缘材料内部形成的一种放电现象，以上情况都会导致变压器油中出现甲烷、乙炔、氢气、一氧化碳以及二氧化碳等气体。在实际工作中，变压器轻度局部的放电会引起乙炔，如果出现了氢气，那说明，变压器出现较为严重的故障。
4、磁屏蔽绝缘脱落后影响
在实际工作中，变压器运行正常时，高、中压线组的漏磁通主要有三条情况：一是经高 中压绕组—磁屏蔽板闭合；二是经高中压绕组 —油箱—高中压绕组闭合；三是经高中压绕组 —油箱—磁屏蔽板—高中压绕组闭合，并在箱壳和磁屏蔽板中感应电势；而运行中一旦出现磁屏蔽板的绝缘脱落，就会引起磁屏蔽形成一点或多点接地，从而导致感应电流闭合回路，导致发热，形成间隙放电或火花放电，产生过量的氢气。
三、解决措施
1、预防变压器绝缘件受潮
坚持定期的对密封油系统进行放水，保证密封油中水分合格。在润滑油系统中安装油净化装置，保证油中水分小于100mg/L。此外，还可以将氢气干燥器以及密封油真空泵投入到变压器的运行中，工作人员要进行实时监督，保证密封油、定冷水以及大机油质的质量，加强油系统的放水检查，制氢站应加强排污，提高氢站出氢品质，检查氢站干燥器出口氢气品质。将变压器进行彻底的真空干燥处理，简单地使用真空滤油机进行脱气往往不能处理该缺陷。
2、涂刷绝缘漆
为了保证变压器的正常运行，要对变压器内部裸露的金属表面涂刷绝缘漆，尤其是铜、铁以及不锈钢材料等，这样能够有效的防止金属表面与变压器油中水分发生反应或作为催化剂加速变压器油的氢化裂解。在这里值得注意的是，首先要对金属材料的所有表面绝缘漆进行彻底固化，这样才能进油箱并注油，决不允许变压器器身干燥出炉后再对外身进行补漆。
3、油中气体的脱气
检修前如果绝缘油中含有一定数量的氢气、乙 炔等有害气体，也会导致变压器的氢气超标。因此，进油之前要采用真空脱气法对绝缘油进行脱气处理。
4、变压器分接开关的处理
将变压器操动杆的接头与分接开关相联，保持杆接头的宽槽与开关接头的梢钉大头的方向一致，然后轻轻插上。在插好操动杆后，逆时针方向转动，整个机构直至扭转不动，当止动钉靠紧凸轮时，说明开关已正确定位。确保分接开关定位好后，还要仔细检查触头与静触柱之间的壓力。
结束语
油浸式变压器中氢气超标容易引起发电机发生线路短路的事故，严重影响工作的效率。氢气中的水分大大的降低了气体的介电强度以及绝缘电阻，这样就会引起重大的安全事故。因此工作人员要高度重视油浸式变压器中的氢气含量，认真遵循设备安装说明以及相关的检修标准，要充分的考虑作业环境、气候变化等因素对变压器中氢气的影响，发生氢气超标也要有应对的措施，把握好变压器运行的每一环节，及时监测变压器中氢气的湿度，消除影响发电机安全运行的隐患，保证变压器能够有效可靠以及安全的运行。
参考文献：
[1] DL/T 722-2000.变压器油中溶解气体分析和判断导则[S].2000
[2] 江淘莎，李剑，陈伟根，孙才新，赵涛.油浸式变压器绕组热点温度计算的热路模型[J].高电压技术.2009（07）
油浸式电力变压器降噪措施 篇4
关键词：变压器噪声,金属橡胶垫,振动和噪声试验
0 引言
近年来, 由于城市用电量大幅增长, 城市用电负荷密度越来越高, 越来越多的变电所建于商业区和居民区内, 于是变压器噪声问题就变得十分突出。变压器的噪声不但污染环境, 危害人类身体健康, 影响设备正常运行, 带来了很多社会效益及经济效益的损失。因此, 对变压器噪声更严格限制已成为一种现实要求, 变压器噪声水平的高低, 也成为了衡量变压器生产厂家设计和制造水平的重要指标。
目前国内外对于变压器降噪理论方面研究很多, 文献[1-3]阐述了可能降低变压器噪声的各种方案, 但都没有在实践中验证其效果。实践方面, 对铁芯工艺改进、绕组压紧力的合理分配[4]等也有不同程度的研究, 但这些通过控制变压器噪声源来降低噪声是有限的, 并且代价较高。本文通过对110 k V变压器结构分析以及振动和噪声控制[5]积累的经验, 从噪声的传播路径考虑, 实际可行性和经济性角度出发, 采用器身隔振措施, 即在变压器器身与下油箱的刚性连接处安装金属橡胶垫。在试验的基础上验证其效果, 通过这种方案为今后分析新的降噪方法提供理论依据。
金属橡胶是一种多孔的功能性结构阻尼材料, 是由不锈钢金属丝经过选丝、烧丝、拉伸、毛坯编织和模压成型、清洗等过程制作而成。因其宏观上具有类似橡胶的大分子结构和弹性, 又是全金属制品, 因此称为“金属橡胶”。
1 结构减振降噪思路
综合国内外有关资料, 降低变压器噪声主要有三个有效途径[6,7,8,9], 即采用变压器内部结构、外部结构降噪措施及隔音措施。
1.1 内部结构的改进
内部降噪措施主要是降低铁芯的振动及控制振动的传播辐射, 包括: (1) 使用高导磁硅钢片。降低变压器铁芯的磁通密度;磁通密度每降低0.1 T, 可使变压器的噪声降低2~3 d B; (2) 改进变压器铁芯的制造工艺, 选取有利的铁芯物理参数; (3) 切断向外界传播的途径, 在器身与油箱的接合处加隔振胶垫。
1.2 外部结构的改进
(1) 改进变压器油箱的结构, 如加厚油箱壁, 增加油箱加强筋的数目; (2) 把变压器的风冷却方式改为自冷却方式; (3) 在变压器油箱与基础之间加缓冲器, 如防振胶垫或弹簧; (4) 在变压器油箱与散热器、储油柜、有载开关操作箱、气体继电器套路之间, 低压套管与母线排或电缆之间, 采用弹性连接, 以减少变压器的共振。
1.3 隔音
(1) 采用隔音油箱; (2) 建隔音墙; (3) 建隔音室。
结合上述降低变压器噪声措施, 采用在器身与油箱接合处加隔振胶垫的方式。将器身与油箱接合处由刚性连接变为弹性连接, 最大限度上减少振动向箱壁的传递。
2 金属橡胶隔振设计
变压器、电抗器隔振设计[10,11]时, 可将变压器、电抗器简化等效为单质点模型 (图1) , 基础或楼板加速度与油箱底部加速度之比叫隔振衰减系数 (Ta) , 用式 (1) 表示:
式 (1) 中aori为变压器、电抗器油箱底部的振动加速度;atr an为变压器、电抗器基础或楼板的振动加速度;λ为油箱振动频率ω与隔振系统固有频率ωn之比;ξ为隔振系统有效阻尼比。
本文以110 k V油浸式电力变压器作为研究对象, 110 k V变压器激励源基频为100 Hz;振源重量 (器身) :37.5吨;频率比λ>5;振动衰减率Ra>98%, 即隔振衰减系数应小于0.02。
根据以上分析, 金属橡胶基本性能参数设置为:
单件尺寸规格:ϕ180±0.5 (mm) ;厚度:35±0.5 (mm) ;额定承载力:3~5 t/个;额定承载变形:小于2 mm;竖向刚度:22~30 k N/mm。
3 变压器噪声试验
3.1 试验地点和时间
试验地点选在生产车间内大厅, 大厅比较空旷, 每个墙壁面上都安装了吸声板, 如图3所示。
为了减少工厂生产对变压器的影响, 选择在晚上 (16:00-23:00) 进行测试。
3.2 试验仪器
试验仪器选型如表1所示。
3.3 声压测点布置
A面声级测点:1#、3#、4#、5#、6#、8#;
B面声级测点:11#、12#;
C面声级测点:15#、17#、18#、19#、20#、22#;
D面声级测点:25#、26#。
3.4 声强测点布置
声强测点记为A1, B2, C3, D4。
噪声测点试验现场布置如图6所示。
台面高度:70 cm;声级计和声强计实际高度:130 cm。
3.5 试验步骤
在变压器器身与下油箱刚性连接处放置9个金属橡胶支座, 如图7所示, 在两个定位销之间的垫板上三等分的放置。
变压器噪声试验分为无任何减振措施和器身隔振措施, 两者进行比较。本试验测试将以电力变压器第10部分:声级测定《GB/T1094.10-2003》为参考标准, 进行变压器100%空载电压噪声测量, 测量变压器箱壁外1 m, 变压器1/3高度的辐射噪声。
3.6 试验数据以及分析
(1) 通过计算得到100%空载电压下16个声压测点的平均声压级值, 如表2所示。
(2) 100%空载电压下各测点声强级值, 如表3所示。
(3) 由以上数据可知, 器身隔振措施减小了变压器的辐射噪声。由于声强受环境因素影响小, 从声强级值可以看出, 器身隔振措施下各个面的声强级值明显减小, 幅度在2~9 d B之间, B面声强差值达到9 d B, 降噪效果可观。
4 结论
本文采用了器身隔振的降噪措施, 在变压器器身与下油箱刚性连接处放置金属橡胶垫。通过设计合适的金属橡胶尺寸和竖向刚度, 进行110k V变压器100%空载电压工况下噪声测量, 变压器噪声试验验证了器身隔振措施能够降低变压器箱壁外的辐射噪声, 从传播路径上抑制噪声是一种有效的方式。
参考文献
[1]Foster S.L。, Reiplinger E.Characteristics and control oftransformer sound[J].IEEE Transactions on Power Ap-paratus and Systems, 1981, 100 (3) :1072-1077.
[2]董志刚.变压器的噪声[J].变压器, 1995, 1 (3) :3-35.
[3]王和忠, 季小龙.油浸式电力变压器的噪声源及降噪对策[J].安徽电气工程职业技术学院学报, 2008, 13 (1) :37-40.
[4]王和忠.浅谈低噪声变压器的设计与工艺[J].变压器, 2007, 44 (6) :4-6.
[5]余尤好, 陈宝志.大型电力变压器的噪声分析与控制[J].变压器, 2007, 44 (6) :23-26.
[6]姜在秀.变压器的噪声与振动控制[M].北京:水利电力出版社, 2001.
[7]李友山.110 k V油浸式变压器的噪声控制[J].机电工程技术, 2002, 31 (4) :55-56.
[8]刘文娟.浅谈长圆形铁芯油浸式变压器的优缺点[J].机电工程技术, 2014 (3) :78-80.
[9]奚晓勤.变压器噪声产生的原因及降低噪声的措施[J].华东电力, 2012, 4 (40) :5-6.
[10]迟旭.金属橡胶阻尼器隔振性能理论及实验研究[D].大庆:东北石油大学, 2011.
油浸式配电变压器 篇5
1 油浸式变压器热路模型
1.1 热路模型基本原理
温度场和电场的数学表达式完全相同,根据模拟理论,假若描述两个物理现象的微分方程几何形状和边界条件相似,则两者的解析解可以完全通用,这就是热电类比法的理论依据[2]。
热路法的建立是使用导电问题来模拟导热问题,用简单的模型来计算复杂的传热过程。处理导热问题可以与导电问题类比,如表1所示。
由表1给出的两种物理场参量类比关系,可以仿照电路的计算方法计算简单的热路问题,如图1所示。
类比电流场各变量关系,热场满足相应的计算原则为
结合流体动力学和热路模型基本原理,建立油浸式变压器完整的热路模型,如图2所示。
由于油浸式变压器中绝缘油对流换热时,油的密度、粘度、比热、热传导率等热属性值是随温度变化的,热量在不同介质间传递时热阻和加在其两端的温度值是非线性的,因此在变压器模型中定义了非线性热阻[3,4,5]。
油浸式变压器的完整热路模型与电路图在数学形式上完全一致,在热源和热容热阻已知的前提下,可利用基尔霍夫定律求解出各节点的温度值。
在油浸式变压器热路模型中,负载损耗qwdn、空载损耗qfe和杂散损耗qst被看做3个产热源对变压器油加热,同时三者至变压器油的非线性热阻Rth-wdn-oil、Rth-fe-oil、Rth-mp-oil的阶数为5×10-5 K/W,可忽略不计[6,7]。在此简化基础上,将绕组、铁芯和结构件上的热源和热容进行诺顿等效后,可得到顶油温度热路模型,如图3所示。
通过从顶油温度热路模型计算得到顶油温度后,可以从油浸式电力变压器完整热路模型中将绕组到顶油部分的热路模型提出来,用已知的顶油温度替代顶油温度热路模型中的环境温度,即可以给出热点热路模型,如图4所示。
按照变压器内部实际热传递路径,利用热电类比法建立的上述热路模型,完全满足集总参数模型的条件,因此在理论上是可行的。顶油温度热路模型和图热点温度热路模型的求解顺序:先计算得到顶油温度,再将计算出的顶油温度作为热点热路模型的已知条件,最终求解出油浸式变压器的热点温度。
1.2 微分方程解法
顶油温度热路模型的微分式为
得到以上参数值后,可以由式(1)推导变换得顶油温度计算方程为
热点温度热路模型的微分式为
变化方法类同顶油温度,则热点温度计算方程为
式中:R为损耗比(负载损耗/空载损耗);K为负载系数(负载电流/额定电流);μpu为油粘度标幺值;Δθoil,rated为额定负载下油平均温升;τoil,rated为额定负载下油时间常数;θoil为顶油温度;θamb为环境温度;θhs为热点温度;τwdg,rated为额定负载下绕组的时间常数;Δθhs,rated为额定负载绕组热点温升;Pcu,pu(θhs)为随热点温度变化的负载损耗。
顶油和热点温度预测公式中的常数n值结合公式结构,由不用油流方式和冷却方式下额定负载时的温升实验数据来确定,参见相关文献[8,9,10]。
2热路模型和IEEE Annex-G模型计算结果的对比分析
以一台250 MVA、ONAF油浸式试验变压器为例,热路模型法使用MATLAB中的龙哥库塔法,通过式(2)、式(3)可分别求解顶油温度和热点温度。变压器参数如表2所示。
1)分别选取欠载、正常负载、过载3种运行状态,对油浸式变压器的温升进行计算分析,负载系数分别为K=0.6、K=1、K=1.5。利用热路模型和导则计算模型[11]给出顶油和热点温度值,并加以比较,如表3所示。
从表3可以看出,在这3种运行状态下,热路模型和导则模型计算得到的顶油和热点温度的差值为2~3℃,误差在允许范围之内,这表明本模型能够比较准确地预测热点温度。
2)变压器在实际运行过程中,负荷是随时间变化的量,所以针对连续不同负载等级下油浸式变压器的温升曲线应得到关注,在此利用等效负载计算方法,使用在不同时间段的不同幅值阶跃负载来近似模拟实际运行状况,随时间变化的负载等级K值表4所示。
两种计算模型得出的顶油和热点温度温升曲线如图5、图6所示。
由图5、图6可以看出,在模拟实际负荷运行状态下,热路模型和导则模型计算出的顶油温升曲线与热点温升曲线整体变化规律一致,吻合度较高,有效地验证了本文构建的热路模型的可靠性。
3 结语
导则中的绕组热点温度计算方法对于变压器的非线性特征反映不足,而本文建立的热路模型中,考虑到了油粘度和绕组阻值随温度变化的影响,并利用不同散热状况下的n值来确定温升曲线的斜率,可以更加真实地反映绕组热点温度真实值。实例对比分析也验证了本模型的有效性和可靠性。
摘要：运用热电类比理论,结合油浸式变压器的结构和传热特点,建立了油浸式变压器完整的热路模型,并给出用于计算顶油和热点温度值的预测微分方程。用MATLAB程序计算了250 MVA油浸式电力变压器在不同负荷下的温升状况,并对比了油浸式电力变压器负载导则的计算值,验证了本模型的有效性和可靠性。
关键词：油浸式变压器,温度场,热点温度,热路
参考文献
[1]孙旭东.自然油循环电力变压器内部流动与传热分析[D].天津:河北工业大学,2003.SUN Xudong.Analysis of flow and heat transfer inside a power transformer cooled by nature oil circulation[D].Tianjin:Hebei University of Technology,2003.
[2]陶文铨.数值传热学[M].西安:西安交通大学,2001.TAO Wenquan.Numerical heat transfer[M].Xi’an:Xi’an Jiaotong University,2001.
[3]师晓岩.气体绝缘金属封闭组合开关设备(GIS)温度场数值仿真与分析[D].西安:西安交通大学,2007.SHI Xiaoyan.Numerical simulation and analysis of the temperature field of GIS[D].Xi’an:Xi’an Jiaotong University,2007.
[4]SUSA D,LEHTONEN M,NORDMAN H.Dynamic thermal modeling of power trans-former[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2005,20(3):197-204.
[5]D SUSA G,LEHTONEN M.Dynamic thermal modeling of power transformer-furtherdevelopment:part I[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2006,21(4):1961-1970.
[6]SUSA D,LEHTONEN M.Dynamic thermal modeling of power transformer-further development:part II[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2006,21(4):1971-1980.
[7]TANG W H,WU Q H,RICHARDSON Z J.Equivalent heat circuit based power transformer thermal model[J].IEEE Transactions on Electric Power Applications,2002,149(2):87-92.
[8]TANG W H,WU Q H,RICHARDSON Z J.A simplified transformer thermal model based on thermal-electric analogy[J].IEEE Transactions on Power Delivery,2004,19(13):1112-1119.
[9]NCROPERA F P,DEWITT D P.Fundanmentals of Heat and Mass Transfer[M].4th ed New York:Wiley,1996.
[10]PIERCE L W.An investigation of the thermal performance of an oil filled transformer winding[J].IEEE Transactions on Power Delivery,1992,7(3):1347-1358.
油浸式配电变压器 篇6
1 油浸式变压器安装流程
1.1 安装前的准备工作
第一, 应当做好组织准备工作。提前安排好变压器和变压器相关组件的存放方式以及地点。选择合适的变压器卸车以及转移到安装位置的具体手段、步骤。确定准确的工期和工作量, 安排好安装需要的电源功率以及电能, 注意提前确定机器以及机构的负荷能力, 同时进行准确的工程预算。第二, 做好绝缘检查工作。注意做好电力变压器绝缘油的检验工作, 并且观察变压器各个部位是否密封良好, 分析测量绝缘电阻、吸收比和绕组所达到的介质损耗值的大小。第三, 做好干燥处理准备工作。通常情况下, 对于油浸式变压器可以采取真空铁损干燥手段来进行处理。
1.2 安装过程
(1) 安装油浸式变压器的油枕部件, 安装过程中注意保持油浸式变压器的氮气压力, 一般以0.015到0.02Mpa范围之间为宜。 (2) 为了不污染下一工序中将要注入的合格绝缘油, 还需要在抽真空排氮注油前, 把箱内的残油彻底排放干净。 (3) 抽真空并且排氮气。 (4) 在真空环境下注油。 (5) 安装升高座和套管, 注意应当对打开孔盖的时间进行严格控制, 以尽可能的避免绝缘件吸潮问题的出现。注意连续工作时间不应当超过12小时, 之后应当立刻封闭箱体, 同时抽真空到规定值。 (6) 油浸式变压器安装完成之后, 应当抽真空保持24小时, 然后才能够在底部阀门处开始注油, 同时应当打开全部的排气帽以及排气旋塞, 进行放气处理, 一直到油开始溢出方可。
1.3 试验
绕组的直流电阻:相间互差等于或低于三相平均值的2%。绕组连同套管以及套管单独的tg:不大于出厂值的130%。最高允许值方面, 500k V级不得超过0.6%, 220k V级不得超过0.8%, 220k V级到500k V级之间的不得超过0.7%。绝缘电阻:在温度20℃十, 新变压器不能够小于450MΩ, 运行中不小于300MΩ, 同时本次数值和上次数值相比不得降低30%。绝缘油试验:500k V级≤10ppm, 油中含气量≤1%。击穿电压试验:500k V级≥60kv/2.5mm。介质损耗:tg90℃≤0.05%。绕组所有分接位置的电压比:额定分接位置控制在±0.5%以内, 其他分解位置控制在±0.1%。同时对于试验顺序也具有一定的要求, 比如空载损耗的测量试验应当安排在直流电压加在变压器绕组的前面来实施, 而交流耐压则必须在明确了绝缘状态如何之后才可以实施。
2 油浸式变压器安装问题及整治对策
2.1 油浸式变压器器身问题
第一, 引线绝缘的修复。最为常见的就是引线绝缘损伤, 是因引线急剧弯曲而导致的绝缘折损、绝缘层松懈以及绝缘纸带断裂等问题。在修复过程中, 通常应当从损坏处的两端开始首先把引线削成锥形, 注意锥形的长度应当等于或高于10倍的引线绝缘厚度, 对于引线上削去绝缘的区域应当通过漆布带来进行缠绕。需要注意的是, 绝缘所用的漆布以及纸在使用前应当进行干燥处理, 同时剪切后的条带还需要在80到90摄氏度的环境下干燥10小时以上。在进行缠绕的过程中, 应当注意将绝缘半叠缠绕, 禁止出现任何缝隙和空腔。完成之后, 还应当对引线绝缘部分的外侧, 通过已经经过干燥处理的直纹布带半叠缠绕一层。
第二, 器身绝缘件的修复。工作人员在排除与变压器引线固定件损伤相关的绝缘缺陷过程中, 应当注意以下几个内容: (1) 禁止改变变压器引线的结构包括固定方式, 原因在于一旦改动就必须保证引线的机械强度, 并且解决绝缘方面的相关问题。当遇到一些结构相对较为简单的固定件发生损坏时, 可以选择在工地上重新制造。 (2) 对于引线固定区域, 应当通过绝缘纸板把引线包起来, 一般来说带绝缘的引线建议使用0.5到1mm范围之内的绝缘纸板, 如果为不带绝缘的引线, 则应当采用2到2.5mm范围之间的绝缘纸板。 (3) 注意紧固件的夹紧度通常情况下应当保持引线在固定处没有出现间隙, 同时禁止损坏引线以及固定件。
2.2 器油箱密闭问题
油浸式变压本身具有很高的渗透能力, 如果有浸渍的区域沾上灰尘或者污秽物, 那么成套组件的工作环境就会变得非常恶劣, 同时会对变压器的外观带来不同程度的损坏。为了能够确定渗油的具体区域, 可以通过丙酮或汽油对于油浸式变压污秽面上的油迹进行彻底的清除, 寻找出发生渗油的区域, 尤其要注意观察闭锁装置的密封件以及螺纹连接处密封、焊缝的位置。如果发现填料修补密封处出现了渗漏, 通常应当拧紧填料密封座或者重新更换洁净密封填料。如果发现螺栓连接处出现了渗油问题, 则应当尽可能仔细、均匀地拧紧螺栓, 同时还可以采取增加橡胶垫的压紧程度的方式, 需要注意的是禁止压得过紧而导致橡胶垫发生损坏。油箱焊缝以及裂纹渗油, 一般情况下应当通过电弧焊补焊。
2.3 成套组件问题
第一, 套管瓷件。对于套管瓷件的棱角, 应当将其打碎的总面积控制在瓷件总面积的0.05%到0.075%之间的范围内, 允许将其临时安装在变压器上。与此同时, 沿着垂直方向, 套管瓷件的打碎部位应当控制在两处以内。对于损坏处污秽物进行彻底清洁时, 可以通过丙酮擦去油脂的方法来进行, 并且应涂上环氧树脂漆。利用上述方法也可以对瓷件上的釉进行修复。如果发现套管瓷件上出现穿透裂纹时, 应当对其进行及时更换。第二, 对于油浸风冷冷却系统风扇振动进行排除时, 建议使用加强紧固强度以及平衡叶轮的手段来进行。同时可以通过紧固固定螺栓以及消除支撑面不平度的手段, 以尽可能确保紧固电风扇所应当达到的强度。第三, 对于充氮保护装置软囊以及隔膜保护装置中隔膜进行的修复。实际生产中, 如果发现变压器充氮保护装置软囊发生了损坏, 一般建议采取补片胶合的手段来实施修复。注意补片应当采用同类材料来进行制作, 然后将补片补在软囊损坏的区域上, 注意补盖部位应当控制在20mm以内。
2.4 有载分接开关问题
如果由于动触头接触压力不足而导致了接触不良, 可以对更换过渡触头的弹簧或者直接在弹簧和触头之间放置垫片。这种情况下, 触头压力会出现显著增大。除此之外, 还应当将有载分接开关的动触头以及静触头表面彻底的清理干净, 并进行打磨, 以除掉氧化膜。如果静触头松动而导致了接触不良, 应当把固定3块弧形板的螺钉锁片依次打开, 同时用螺钉紧固。完成之后, 借助锁片将螺钉锁住。与此同时, 还应当对切换开关全部动、静触头的表面实施彻底的打磨和清洗处理, 并且除去氧化膜。
3 结语
综上所述, 油浸式变压器安装质量的好坏直接影响着变压器能否安全稳定运行。因而, 在实际安装中, 必须严格规范安装流程, 并针对油浸式变压器器身问题、器油箱密闭问题、成套组件问题、有载分接开关问题进行有重点控制的安装, 以确保安装质量。
摘要：油浸式变压器安装质量的好坏直接影响着变压器能否安全稳定运行, 必须在严格遵守国家相关标准规范的基础上, 对变压器实施有重点控制的安装。本文介绍了油浸式变压器安装流程, 并对油浸式变压器安装中存在的问题及其相应的整治对策进行了探讨, 以确保变压器投运后能够长期稳定持续运行。
关键词：油浸式变压器,安装,问题,整治对
参考文献
[1]陈嘉裕.浅谈变压器安装的工艺与质量通病的处理[J].科技信息, 2011 (02) .
[2]韦明飞.关于电力变压器的安装与相关问题处理的探讨[J].科技资讯, 2009 (32) .
油浸式配电变压器 篇7
关键词：油浸式变压器,局部放电,变压器绝缘,电极尖端
1 油浸式变压器局部放电的特征及原因
1.1 基本特征
局部放电是指在电压的作用下, 变压器绝缘结构发生非惯性放电的现象。这种现象常见于绝缘结构气隙、油膜以及导体边缘等部位。在油浸式变压器内, 局部放电的原因较为复杂, 放电初始为低能量放电, 根据放电情况的不同, 可划分为多种形式。以绝缘介质为划分依据, 可将放电划分为油液放电和气泡局部放电;以绝缘部位为划分依据, 可将放电划分为固体绝缘放电和绝缘纸板局部放电。固体绝缘中的局部放电常见于空穴、油隙和电极尖端等处, 绝缘纸板中的局部放电常见于油隙、沿固体绝缘表面等处。
1.2 原因分析
在液体、固体、气体的介电常数中, 气体的介电常数相对最小, 加之气体的耐压强度小于液体和固体, 因此, 当固体绝缘材料中出现空腔、空穴或油液中存在大量气泡时, 在交流电压的作用下气体需要承受较高的场强, 极易引发放电现象。
在变压器的养护中, 如果养护工作不到位, 则可能会埋下放电安全隐患。比如, 如果未处理干净变压器中的油液, 则会使油液中存有气泡。此外, 导电体接触不良、金属部件之间未连接紧固也是引发局部放电的重要原因。虽然局部放电的能量不大, 但如果未及时、有效地解决该问题, 则局部放电会陷入恶性循环的状态, 严重时会损坏或击穿设备, 进而引发电力事故。
2 油浸式变压器局部放电问题的控制方法
2.1 ERA测量法
ERA测量法即高频脉冲电流测量法。实践表明, 应用该方法能快速、准确地找到油浸式变压器的局部放电部位。具体应用该方法时, 应注意以下2 点问题。
2.1.1 确保施加电压的正确性
在对油浸式变压器进行感应耐压试验时, 为了避免铁芯饱和, 可使用超过额定频率的试验频率。在工频电压和50 Hz工作电压的双重作用下, 局放的起始放电电压、电荷量与试验电压间不存在特定关系。为了使ERA测量法的测量结果更具有有效性, 通常需要重复试验, 每次试验时使用的试验电压应与我国现行的GB1094.3—2003 中的规定相符。需要特别注意的是, 试压电压应以高压出线端的测量结果为准。
2.1.2 注意时延效应
所谓“时延效应”, 是指时间上的延迟。在采用ERA测量法测量时, 加载试验电压后不一定会出现局放信号, 而在持续施加电压后才会出现较为明显的局放信号。这是因为局放的时延具有随机性的特点。对于油浸式变压器而言, 其油纸绝缘是一个较为复杂的混合体, 除油、纸这两种主要介质外, 还包含溶于油中的水分、气体和固体微粒等, 这些物质的聚集通常需要一定的时间。如果测量局部放电现象时存在时延效应, 则表明变压器的绝缘状态不良, 依据GB1094.3—2003, ACLD试验与时延效应有关。因此, 采用ERA测量法测量时, 施加电压的时间不得短于规范规定的时间。
2.2 局部放电的在线监测
在线运行的油浸式变压器的局放信号有3 种传播途径, 即脉冲电流、高频电磁波、超声波。因此, 可根据这3 种传播途径对局放信号进行取样。
2.2.1 脉冲电流、超声联合在线监测法
该方法的在线监测原理如图1 所示。
由图1 可以看出, 该方法最突出的特点是通道数量较多, 能对单台设备进行多点监测。由于采用了电、声同时监测, 从而大幅度提升了监测结果的准确性和可靠性。但线路过多会导致安装工作变得复杂。
2.2.2 超高频在线监测
该方法的优点在于监测的信号频率较高和对于干扰信号的处理较为简单, 但因天线接收信号时存在盲区, 所以, 需要采取相应的处理措施。
2.3 DGA分析法
DGA分析法即油中溶解气体分析法, 主要通过分析油溶解气体中的乙炔与乙烯的比值, 判断变压器是否存在局部放电现象。该方法可通过以下2 种途径实现: (1) 在变压器中取油样, 并将油样带回实验室检验; (2) 将在线监测装置安装在变压器上, 从而实时监测监测对象。在变压器的局部放电分析中, 采用DGA分析法能取得良好的应用效果, 且其可与其他局部放电的测量方法配合, 从而提高分析结果的准确性。必须注意的是, 如果DGA分析法检测到变压器绝缘存在局部放电现象, 则表明绝缘已经损坏, 对于此类因局部放电而造成的事故, 不可重复进行测量试验。
参考文献
[1]张发英.变压器局部放电和检测[J].甘肃科技, 2012 (12) .
[2]王志义, 杨宁, 高雅琦.油浸变压器制造中预防局部放电措施的探讨[J].天津电力技术, 2013 (05) .
油浸式配电变压器 篇8
一、油浸式电力变压器绝缘受潮故障分析
电力变压器安装过程中, 在进行相关部件的检查时, 其机器部件暴露在空气中而发生受潮现象, 注油之前对于真空处理不合格, 致使绝缘中水分出现集中问题。在机械设备制造时, 其历时周期较为短促, 绝缘材料出厂时并未进行充分干燥处理, 导致绝缘纸和纸板纤维素吸附的水分在设备运行过程中逐渐析出, 知识变压器低压绕组绝缘强度降低、直流泄露电流猛然增大, 进而出现绝缘受潮故障。在进行机械安装时, 密封状况不佳, 致使变压器在投入运行后出现较多的处理渗漏点, 瓦斯继电器探针阀芯出现渗油现象, 若不进行停电措施则无法完成检修处理, 这将会造成停电损失。若变压器油位计发生内漏问题以及低压套管渗油时间较长则将会促使变压器在运行过程中经由呼吸作用, 而发生水分入侵现象, 造成变压器绕组内部水分增加, 进而导致绕组绝缘受潮, 影响电力变压器的正常运转。
变压器在系统运行过程中, 需承受各种电压作用, 其绝缘性能的强弱将会直接影响变压器自身性能, 并影响着电力系统的安全运行, 变压器绝缘主要有外绝缘和内绝缘两种, 绝缘材料作为变压器重要的材料之一, 其性能、质量等都将直接影响变压器运行的可靠性和使用寿命。对于新投入运行的变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等体积较大的气体, 应在制造过程中经由干燥工艺或电气和温升试验对气体所蕴含的水分予以吸附处理, 但是不锈钢吸附的氢气则在真空处理环节不能完全消除, 导致在设备运行时, 残存气体重新释放在油中, 最终造成油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障。
变压器自身或者其附件与空气接触部位若发生渗漏, 则将会使水分侵入变压器油中, 变压器低压侧中, 橡胶密封垫的厚度若不足, 将会在套管内部形成空腔, 进而水分、潮气等将会沿着变压器的相关导电杆进入变压器内部。
二、油浸式电力变压器绝缘受潮故障处理策略
(一) 处理变压器油的策略
当检查出油浸式电力变压器出现绝缘受潮故障, 可将变压器本体油位降到箱顶下的300mm左右, 并适时关闭瓦斯继电器油箱侧阀门和所有散热器阀门, 采用热油循环处理的方法对变压器绝缘故障进行处理。在进行油处理时可将滤油机的压力表有效控制在0.3MPa, 并将真空压力表调为0.09MPa, 出口油温可将其设定在75℃, 并进行热油循环操作。在本体油温升到60℃左右时, 将开始计时, 在热油循环操作保持了36h后, 将从设备顶部进行脱气2.5h。在静止24h之后, 可测试变压器低压绕组的绝缘电阻、吸收比、泄露电流等, 致使其相关数据达到合格。
(二) 处理渗漏点
在进行油浸式电力变压器绝缘受潮故障的分析、处理过程中, 发现存在渗漏点, 则可根据相应的方法予以处理。将所有的电力变压器油排到油罐之后, 变压器高压侧德尔孔门渗漏点进行补焊处理, 并及时更换在变压器运行过程中损坏相关的密封垫。并及时拧紧导电杆, 压紧螺母, 致使密封垫能够固定在导电杆上。进而对变压器油内部存在的氢气采取加热过滤处理和真空脱气处理, 以便能够尽可能的消除氢气成分, 在变压器自身与附件采取真空脱水脱气处理之后, 再进行热油循环处理, 通过加热干燥而彻底抽取变压器油中的氢气、一氧化碳、二氧化碳等成分;当真空注油之后, 油色谱显示正常及电器试验等达到合格之后则完成处理操作。
(三) 其他处理方式
油浸式变压器绝缘受潮作为引发绝缘故障的重要影响因素之一, 有效防止绝缘受潮工作需安装部门、运行管理部门以及检修维护部门严谨工作态度, 严格遵循相关操作流程, 降低变压器渗漏缺陷的发生率。增强预防式试验管理力度, 根据变压器设备运行时间和运行状况, 明确预防周期, 及时对预防结果认真分析, 当所搜集的数据值超过正常标准时, 需注意其变化状况, 若情况严重则采取相应的处理方法, 以便对变压器的正常运行进行有效控制。再日常活动中需提高对变压器运行的监视力度, 及时对变压器顶层油温、套管端部的温度以及气体继电器等部位密切监测, 能够及时发行变压器故障或者存在的缺陷。安装、检修变压器的过程中, 需严格控制变压器在空气中的暴露程度, 予以严格的真空干燥操作和正确的真空注油操作, 以便能够彻底清除绝缘件所吸附的水分。
结语
综上所述, 变压器漏油和吸潮现象可同时存在, 但是吸潮现象则较为抽象, 而不可捉摸, 当绝缘受潮发生后则造成绝缘强度降低, 故而机械设备的密封性需严格把关。对变压器绝缘受潮故障的检测需采用不同的方法, 全面地判断变压器的绝缘现状, 对故障进行合理、有针对性的处理将保障变压器的安全、可靠运行, 进而保障整个电力系统的稳定性。
摘要：油浸式电力变压器的绝缘主要通过绝缘材料而实现, 是变压器正常作业的基本条件;此外, 变压器的使用寿命与绝缘材料的寿命息息相关, 分析和处理油浸式变压器绝缘受潮故障将能保障变压器具有较长的使用周期和供电安全。油浸式电力变压器从设计制造到投入运用, 将会经过很多环节, 出厂运输至现场安装作为众多环节中的重要部分;若是其中方式出现差错, 将会产生电力变压器绝缘系统受潮故障, 致使绝缘材料的绝缘性能下降, 导致变压器等电力设备运行过程中存在不稳定以及潜在风险。水分含量较大时将会造成匝绝缘平均击穿强度降低, 引起绝缘事故, 而变压器作为电网的主要设备, 若发生绝缘受潮故障, 将可能造成重大的设备事故和停电损失。
关键词：油浸式电力变压器,绝缘受潮,故障分析,处理
参考文献
[1]孙保磊, 冶海平.电力变压器绝缘故障的分析与诊断[J].科技创新与应用, 2014 (06) :147.
[2]刘峰.浅析油浸式电力变压器的故障与预防[J].民营科技, 2014 (06) :41.
[3]房小花.简谈油浸式变压器的绝缘故障[J].能源研究与管理, 2014 (03) :93-95.
油浸式配电变压器 篇9
我国电力行业改革以来, 电力信息化得到广泛关注, 审视当前电力企业信息化现状, 存在的问题比较突出。举个例子:信息系统交融故障, 企业无法实现资源共享。电力行业作为一个特殊行业, 电力信息集成受到诸多方面的影响, 这导致我国电力企业发展缓慢。有了信息系统的支撑, 电力企业能够及时且全面的掌握电力信息, 而能及时采取有效措施, 对电力资源进行配置, 实现资源高效利用, 也提高了变压器运行效率。
2电力变压器状态评估
(1) 变压器状态发展和故障发生根据一定的规律进行, 一般情况下, 变压器整体性能是持续变化的。当进行一定参数设置之后, 就能确定出变压器所处的状态, 对变压器未来发展有正确的预测。在变压器使用寿命内, 运动状态处于变量状态。虽然参数有新的变动, 但是参数变化不会影响整体功能的发挥和实现。在渐变过程中, 虽然各个参数会有新的变化, 变压器会出现功能性障碍, 从而导致突变发生。在渐变进程中, 从防范层面上看, 根据检测运行数据, 对变压器状态执行评估和监测。划分出不同状态的变压器等级, 可以划分为合格、良好、严重等等, 不同等级故障。根据每个故障类型, 在选择对应的措施, 这对电力系统安全运行有重要影响。在突变过程中, 一般会意味这变压器有故障发生, 这时状态评估较为准确。
(2) 变压器故障分析最为关键的环节是预防实验非破坏性量, 然后在根据一定的指标进行评价。划分出变压器实质运行状态。举个例子:模糊学习矢量网络模型, 这个方法DGA数据将被模糊分类器划分成不同子类。每一个类别需同模糊学习矢量化网络进行培训。该方式能解决大量的属性决策问题。根据工程实践发现, 该评估方法包含油固体含量、油水分含量以及局部放电级, 它的准确判定构建成BP神经网络和模糊诊断。借助模糊数学综合评判, 各种分析理论, 对变压器运行状态开展综合分析, 分析出其状态是否健康。尽管在国外状态评估技术已经得到快速发展, 常见的研究有灰靶理论、模糊数学都进行了量化指标研究。随着研究力度加深, 定性的指标不宜量化, 这个量化的标准, 需人为进行制定, 才进行标准统一分析。当前的评价方法比较多, 最常用的方法是定性评价。研究方法的创新和研究力度加深, 为研究出准确、可靠且量化的评估系统奠定基础。
(3) 状态监测、故障诊断技术虽然有其不可替代的优势, 但在目前情况下, 尚存在很多不足和问题需要解决。已经安装投运状态监测系统的单位, 决不可高枕无忧, 不再有安全忧患。由于变压器有复杂的结构系统, 运行参数间并非全部有严格的逻辑和定量关系。它出现的故障现象, 故障原理之间存在的不确定因素比较多, 一个故障能够表现出多种征兆。当监测到几个故障起因之后, 隐藏的故障也会被察觉到。故障和征兆之间有模糊的复杂关系。需建立起精确的数学模型加以诊断, 这是相对比较困难的。这种复杂的系统属于模糊系统, 在模糊系统边界、迷糊系统构造, 逐渐外延比较模糊, 内涵所属灰色。简而言之, 在该系统中, 一些信息都是确知的, 而另一些信息是未知的。因此, 需采用更加精准的模糊模式进行数学分析, 探究模糊现象。随着研究深度加深, 人工神经系统被注入, 变压器的故障诊断变得越来越复杂, 需找出合适的描述方式进行描述。另外, 还需模糊技术专家, 对故障开展经验花分析, 实现远程通信传输,
3电力变压器故障诊断
(1) 变压器因其制造工艺的复杂性及运行环境的不稳定性造成了变压器故障机理的复杂性, 其表现为同一种故障模式有多种故障特征发生。同一个故障又有几种故障模式, 故障和故障之间又有密切关系。信息融合技术对不同来源的信息进行处理, 借助变压器各种故障特征划分多种故障量, 从多个方面对变压器进行综合处理。提升变压器可靠、准确在线诊断。对于信息融合而言, 一般的融合方式如下:第一, 数据融合。如果想要数据层融合效果更加明显, 在传感器里执行数据层相互融合。在匹配的基础上, 保障双方数据层面实现关联。最终使得相同目标的数据融合水平更高。可以引入加权平均法、算数平均法以及曲面曲面拟合法进行应对。
(2) 特征层数据融合。该层数据融合属于中间层融合, 当信息源从原始信息中提及之后, 对特征信息进行充分分析处理。从信息源的原始信息中提取出特征信息, 对特征信息进行综合分析和处理, 提取而出的特征信息一般都是原始信息, 对信息做好统计之后, 再根据提取的特征信息归类。相似信息实现聚集和综合分析。使用的融合方式依旧是模式识别相应技术, 当在融合之前, 进行传感器信息交换之后, 能够对特征信息进行统一表达。这表达优势是, 能实现多传感信息压缩, 有利于实时处理, 尤其所提取的特征信息和决策分析相似, 需融入最大限度特征信息。
(3) 决策层数据融合。该层在系统中属于最高级别层, 它同其他三层差别大, 是数据融合最终结果。每一个传感器, 它的检测目标确定, 都需进行最初级的预处理, 特征提取以及初步的判断。才能获取相应的处理依据, 实现最终判断, 这种最终的判断能在决策控制中发挥重要作用。
4结束语
总而言之, 电力变压器运行状态是否稳定, 这对电力输送和发展有重要影响, 需引起人们高度重视, 在文章中提及, 电力变压器状态监测同故障诊断, 需加快研究, 在实际使用中, 能有明显的效果。从而更好的保障诊断结果准确、及时。
参考文献
[1]王俊芳.基于模糊神经网络的信息融合在配电网故障诊断中的应用[J].重庆大学.
[2]吴俊, 程咏梅, 曲圣杰.基于三级信息融合结构的多平台多雷达目标识别算法[J].《西北工业大学学报》, ISTICEIPKU-2012 (03) .
[3]陈新岗, 田晓霄, 赵阳阳, 张超峰.信息融合在变压器油纸绝缘局部放电识别中的应用[J].《高电压技术》, ISTICEIPKU-2012 (03) .
[4]刘毅, 高振兴.创新一种考虑多层信息融合的电网故障诊断辅助决策方法[J].《电力系统保护与控制》, ISTICEIPKU-2010 (24) .